способ уплотнения крепи газовых скважин

Формула изобретения

Способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство реагента, образующего нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, с последующим созданием дополнительного давления, отличающийся тем, что обработку цементного камня осуществляют при приемистости по газу от 0,1·10 ^-3 до 6,7·10^-3 м³/(ч·МПа) и нулевой приемистости по воде, а в качестве реагента используют углекислый газ.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) в газовых и газоконденсатных скважинах в процессе эксплуатации для уплотнения и восстановления газогерметичности крепи, а именно цементного кольца.

В настоящее время накоплен большой опыт проведения РИР по уплотнению крепи газовых и газоконденсатных скважин с целью ликвидации негерметичности цементного кольца.

Работы по восстановлению газогерметичности цементного кольца заключаются в изоляции дефектного интервала путем закачивания под давлением различных закупоривающих и кольматирующих реагентов.

Основным критерием выбора изоляционного материала является состояние цементного камня изолируемого интервала скважины, характеризуемое таким показателем, как удельная приемистость скважины при закачивании жидкостей или газов, которая определяется перед проведением РИР.

Известен способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство раствора электролита (патент РФ № 2213203, 7 МПК Е21В 33/138, з. № 2001130222, приоритет 08.11.2001, опубл. 27.09.2003).

Известен также способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, включающий закачку вязкого раствора в затрубное пространство (патент РФ № 2166614, 7 МПК Е21В 33/138, з. № 99119768, приоритет 14.09.1999, опубл. 10.05.2001).

В известных способах ввиду высокой вязкости закачиваемых составов и, в связи с этим, незначительной глубины их проникновения, снижается эффективность восстановления герметичности цементного камня.

Известен также способ герметизации флюидопроявляющих каналов в зацементированном межколонном пространстве скважин, включающий заполнение каналов изолирующим составом, содержащим уретановый предполимер, при этом сначала нагнетают газообразный агент до полного вытеснения жидкой фазы из флюидопроявляющих каналов, затем производят заполнение этих каналов углеводородной безводной жидкостью с низкой вязкостью и высокой проникающей способностью, далее закачивают раствор уретанового предполимера, после чего закачивают отвердитель (патент РФ № 2277626, МПК Е21В 33/138, з. № 2004135660, приоритет 06.12.2004, опубл. 10.06.2006).

Недостатком указанного способа является малая глубина проникновения закупоривающих составов, что снижает эффективность способа.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по совокупности существенных признаков является способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство реагента - водного раствора электролита с последующим созданием дополнительного давления, при этом в качестве реагента используют раствор неорганической соли, образующий нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, например, раствор сернокислого алюминия в концентрации 9,0-23,0 мас.%, причем дополнительное давление создают не ранее чем через 2 часа после закачивания неорганической соли (патент РФ № 2166613, 7 МПК Е21В 33/138, з. № 98118177, приоритет 02.10.1998, опубл. 10.05.2001, прототип).

Недостатком данного способа является сложность приготовления раствора сернокислого алюминия, обусловленная слабой растворимостью реагента при низкой температуре (требуется подогрев воды до +90°C), а также невозможность использования при отсутствии приемистости межколонных пространств (МКП) по воде.

Задачей заявляемого технического решения является обеспечение газогерметичности межколонных пространств с отсутствием приемистости по воде.

Указанная задача в заявляемом способе уплотнения крепи газовых скважин, включающем обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство реагента, образующего нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, с последующим созданием дополнительного давления, решается тем, что обработку цементного камня осуществляют при приемистости по газу от 0,1·10 ^-3 до 6,7·10^-3 м³/(ч·МПа) и нулевой приемистости по воде, а в качестве реагента используют углекислый газ.

Отличием заявляемого способа от указанного выше, наиболее близкого к нему, является то, что обработку цементного камня осуществляют при приемистости по газу от 0,1·10 ^-3 до 6,7·10^-3 м³/(ч·МПа) и нулевой приемистости по воде, а в качестве реагента в затрубное пространство закачивают углекислый газ.

Для эксплуатационных скважин при полном отсутствии приемистости по воде восстановление газогерметичности крепи, а именно цементного кольца в межколонных пространствах осуществляется с помощью углекислого газа.

Авторами экспериментально установлено, что при взаимодействии углекислого газа с основным минералом цементного камня - гидроксидом кальция происходит карбонизация цементного камня по схеме:

Ca(OH)₂+CO₂ CaCO₃ +H₂O

При этом образуется осадок карбоната кальция, который под воздействием давления закупоривает микротрещины и поры цементного камня, восстанавливая его герметичность.

Давление закачки углекислого газа определяется по формуле:

P_з=К·P_мкп<P _доп,

где P_з - давление закачки газа, МПа;

К - коэффициент, учитывающий повышение давления для преодоления газогидродинамических сопротивлений при вытеснении флюидов, находящихся в цементном камне, при этом К=1,5-2,0;

P_мкп - давление на устье в межколонном пространстве, МПа;

P_доп - допустимое давление, которое выдерживает устьевое оборудование или обсадные трубы, МПа.

Углекислый газ закачивают под давлением, которое должно превышать начальное давление, но не более допустимого.

Таким образом, заявляемая совокупность технологических операций по уплотнению крепи газовых скважин обеспечивает достижение нового технического результата, получаемого от использования отличительных признаков и заключающегося в обеспечении возможности проникновения углекислого газа на большую глубину в поры и микротрещины цементного камня, недоступные для любой жидкости (т.к. приемистость по воде отсутствует), где за счет протекания реакции взаимодействия с гидроксидом кальция образуется карбонат кальция, который уплотняется под действием повышенного давления и кольматирует поры и микротрещины цементного камня, восстанавливая газогерметичность межколонного пространства.

Известно применение углекислого газа в качестве дисперсной газовой фазы в способе изоляции притока свободного газа в скважину (заявка на изобретение № 2001107412, 7 МПК Е21В 43/32, приоритет 21.03.2001, опубл. 20.02.2003).

В указанном способе углекислый газ используется в качестве дисперсной газовой фазы для приготовления водонефтяной эмульсии с добавками ПАВ, применяемой для изоляции притока свободного газа из пласта в скважину.

Из доступных источников научно-технической и патентной информации сведений о технических решениях, содержащих признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого изобретения и дающие аналогичный технический результат, не выявлено. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

Исследования изолирующих свойств проводились по общепринятой методике измерения приемистости образцов до и после закачки (Гиматудинов Ш.К. и др. Практикум по физике нефтяного пласта. М., изд. МИНХ и ГП, 78 г.).

Изоляционный эффект К_из определяется по формуле:

К_из=(1-К ₂/К₁)·100%,

где К₁ - приемистость до обработки,

К₂ - приемистость после обработки.

Для оценки эффективности заявляемого технического решения были проведены лабораторные исследования. Проверка изоляционного эффекта проводилась на специально смонтированной установке на образцах цементного камня.

Пример. Сформировали образцы цементного камня, имеющие форму усеченного конуса с диаметром оснований 44 и 38 мм и высотой 76 мм с нулевой приемистостью по воде и с приемистостью по гелию от 0,1·10^-3 до 45,0·10^-3 м ³/(ч·МПа). Затем каждый образец насыщали углекислым газом под давлением 0,1 МПа в течение двух часов, после чего подачу газа прекратили и оставили образцы на 24 часа для протекания реакции. По истечении этого срока проводили с помощью гелия проверку приемистости обработанных углекислым газом образцов. Результаты исследований отражены в таблице.

№ № п/п	Приемистость по газу, м3/(ч·МПа)		Изоляционный эффект, %
	Исходная	После восстановления
1	0,1·10-3	0	100,0
2	0,4·10-3	0	100,0
3	0,78·10-3	0	100,0
4	0,9·10-3	0	100,0
5	6,7·10-3	0	100,0
6	10,0·10-3	2,0·10-3	97,0
7	20,0·10 -3	2,6·10-3	96,7
8	45,0·10-3	5,7·10-3	87,3

Проводя анализ результатов исследований, данные которых отражены в таблице, видно, что при приемистости от 0,1·10^-3 до 6,7·10^-3 м ³/(ч·МПа) изоляционный эффект составляет 100%. При приемистости цементного камня по газу менее 0,1·10^-3 м³/(ч·МПа) происходит мгновенная кольматация пор цементного камня. При значениях приемистости цементного камня по газу более 6,7·10^-3 м³/(ч·МПа) происходит постепенное разрушение цементного камня за счет его коррозии в среде углекислого газа, увеличения пористости и проницаемости.

Изолирующий реагент согласно прототипу закачать в эти образцы цементного камня при аналогичных условиях не удалось ввиду того, что их приемистость по воде отсутствует.

В промышленных условиях способ реализуется следующим образом:

- определяется избыточное давление на устье в МКП скважины;

- стравливается давление из МКП;

- определяется приемистость по воде;

- при отсутствии приемистости по воде к устью скважины подсоединяется через редуктор баллон с углекислым газом;

- производится продувка от излишков воды и герметизируется устье скважины;

- в МКП закачивается углекислый газ под давлением, которое должно в 1,5÷2,0 раза превышать начальное избыточное давление, но не более допустимого;

- по падению давления в баллоне определяется объем закачанного газа;

- при отсутствии падения давления в баллоне подачу углекислого газа в МПК прекращают;

- после чего создают дополнительное давление в 1,5÷2,0 раза превышающее начальное избыточное давление, но не более допустимого;

- скважину в таком положении оставляют на 24 часа для протекания реакции углекислого газа с гидроксидом кальция;

- по истечении указанного времени производится стравливание давления в МКП и определяется поступление флюида из МКП;

- при отсутствии поступления флюида производится опрессовка МКП углекислым газом на давление, которое не должно превышать расчетное давление.

Заявляемый способ уплотнения крепи газовых скважин обладает по сравнению с прототипом следующими преимуществами:

- обеспечивается проникновение изолирующего агента (углекислого газа) в цементный камень на большую глубину;

- достигается восстановление газогерметичности цементного камня при нулевой приемистости МКП по воде и приемистости по газу от 0,1·10^-3 до 6,7·10^-3 м³/(ч·МПа);

- производится упрощение способа за счет того, что закачивают газообразный реагент, а не раствор соли, который предварительно необходимо приготовить нужной концентрации.

Использование заявляемого способа уплотнения крепи газовых скважин позволяет обеспечить газогерметичность межколонных пространств с нулевой приемистостью по воде.